какие действия необходимо принять при обнаружении дефекта днища резервуара категории е

Какие действия необходимо принять при обнаружении дефекта днища резервуара категории е

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Дата введения 2002-01-01

РАЗРАБОТЧИКИ: НПК Изотермик. Авт. колл.: Н.Д.Богатов, В.Т.Гладких, Х.М.Ханухов, А.Е.Воронецкий, Е.А.Гузеев, Е.Ю.Дорофеев.

УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 10.09.01 N 40

Инструкция вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция разработана на основе последних исследований в области обеспечения эксплуатационных качеств железобетонных конструкций с учетом особенности работы резервуаров для хранения нефти, темных и светлых нефтепродуктов.

1.2. Настоящая Инструкция регламентирует порядок обследования прямоугольных и цилиндрических, подземных, обвалованных, частично обвалованных, наземных, сборных, монолитных, сборно-монолитных железобетонных резервуаров объемом от 500 до 40000 м (приложение 3), а также ограждающих железобетонных конструкций казематных резервуаров.

1.3. Настоящая Инструкция не распространяется на обследование технологического резервуарного оборудования (газоуравнительная система, дыхательные, предохранительные клапаны, задвижки, арматура трубопроводов, система заземления и молниезащиты, электрооборудование, насосно-компрессорное оборудование и др.).

1.4. Настоящая Инструкция предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров в целях оценки технического состояния и разработки рекомендаций по условиям их дальнейшей безопасной эксплуатации, по срокам и степени полноты последующих обследований, в целях установления необходимости ремонта или исключения из эксплуатации.

1.5. Оценка технического состояния железобетонных резервуаров проводится в два этапа:

частичное наружное обследование резервуара в режиме эксплуатации;

полное техническое обследование резервуара в режиме временного или длительного выведения его из эксплуатации.

1.6. Оценка состояния резервуаров при полном техническом обследовании производится по результатам выборочного (частичного) или поэлементного (полного) обследования железобетонных конструкций и анализа испытаний физико-механических и физико-химических свойств материалов (бетона, арматуры, oблицовок), определения несущей способности сечений и замеров деформаций и трещин в конструкциях и их стыках (а также в защитных облицовках), подвергавшихся механическим, температурным и коррозионным воздействиям технологической среды и климата, в соответствии с требованиями нормативной технической документации.

2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1. Нормативный срок службы железобетонных резервуаров устанавливается настоящей Инструкцией и принимается равным 30 годам с момента ввода в эксплуатацию.

2.2. Железобетонные резервуары в процессе эксплуатации в соответствии с настоящей Инструкцией должны регулярно подвергаться частичному наружному и полному техническому обследованию в целях:

своевременного обнаружения и устранения дефектов и повреждений конструкций резервуара для обеспечения его безопасной эксплуатации;

определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов, повреждений, снижения несущей способности железобетонных конструкций или после окончания нормативного срока службы, а также после аварии.

2.3. Очередность и полнота обследования резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному обследованию должны подвергаться резервуары:

имеющие серьезные дефекты и повреждения (п.5.9) или в coстоянии ремонта после аварии;

находящиеся в эксплуатации 30 лет и более без проводимых ранее полных технических обследований;

находящиеся в эксплуатации более 20 лет, в которых хранятся наиболее агрессивные к железобетонным конструкциям продукты (приложение 4), без проводимых ранее полных технических обслсдований.

2.5. Первое полное техническое обследование проводится экспертной организацией через 10 лет с момента ввода в эксплуатацию железобетонного резервуара. Последующее полное техническое обследование проводится по результатам предыдущего в соответствии с табл.1 (разд.7) в зависимости от технического состояния резервуара или в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при частичном наружном обследовании (п.5.9).

2.6. Текущий осмотр состояния резервуарного оборудования и контроль технологических параметров производится эксплуатационным персоналом в соответствии с Правилами технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15].

3. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ СОКРАЩЕНИЯ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Воздействие внешних факторов

3.1.1. Железобетонные конструкции резервуаров в зависимоети от их размещения на земле подвергаются воздействию внешних природных климатических факторов (температура, осадки, грунтовые воды).

Интенсивность воздействия по градиентам температур, виду и содержанию коррозионно-активных к железобетону веществ определяется климатическим районом и нормируется по СНиП 2.03.01-84* [10] и СНиП 2.03.11-85 [11].

3.1.3. В бетоне и на арматуре железобетонных конструкций, не имеющих специальной (первичной и вторичной) защиты от коррозии при контакте с агрессивной средой промплощадки резервуаpa, развиваются процессы коррозии, снижающие долговечность материалов и сроки эксплуатации хранилищ.

3.1.4. В бетоне возможны три вида коррозии:

химическое растворение кислотами, солями кислот;

3.1.7. Коррозии первого вида подвержены в основном железобетонные конструкции резервуаров, подтапливаемые талыми водами. Повышение стойкости обеспечивается методами первичной защиты (используют бетоны со структурой высокой плотности, изготовленные на клинкерных, безусадочных цементах с уплотняющими и расширяющимися добавками) или вторичной защиты (пропитка полимеризующими составами, гидроизоляция мастичными полимерными покрытиями) по СНиП 2.03.11-85 [11].

3.1.11. В железобетонных резервуарах процессы карбонизации развиваются в бетоне защитного слоя из торкретбетона на наружной поверхности стенки и внутренних поверхностях конструкций покрытия (особенно в условиях повышенного давления и вакуума).

3.1.12. Защита бетона от развития процессов коррозии второго вида:

3.1.13. Коррозия бетона третьего вида наблюдается, когда в результате капиллярного подсоса солевые растворы проникают в поры бетона, затем при испарении грунтовых вод их концентрация увеличивается и происходит кристаллизация с увеличением объема в 1,5-3 раза, что приводит сначала к уплотнению бетона, потом к появлению трещин и, наконец, к разрушению. К этому виду коррозии могут быть отнесены процессы, происходящие при действии грунтовых вод с повышенным содержанием сульфат-ионов SO (более 400 мг/л). В результате взаимодействия происходит связывание алюминатов цементного камня, образование и рост кристаллов гидросульфоалюмината кальция (эттрингита, который увеличивается в объеме в 4,76 раза) и гипса. Скорость коррозии зависит от концентрации SO в воде и от количества алюминатов в цементном камне, а также от суммарной концентрации солей в грунтах.

3.1.14. Прочность бетона в условиях развития коррозии бетона третьего вида можно определить по формуле , где зависит от содержания в бетоне связанных сульфат-ионов (в пересчете на ) во времени. При =5% =0,9; при =10% =0,5 и при 15% =

3.1.15. В резервуарах такой вид коррозии может иметь место в железобетонных конструкциях днищ, а также стен резервуаров, заглубленных и обвалованных грунтом, содержащим ионы сульфатов и хлоридов, или в условиях грунтовых вод.

3.1.16. Защита бетона от развития процессов коррозии третьего вида:

Источник

Какие действия необходимо принять при обнаружении дефекта днища резервуара категории е

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
«РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов»

Руководство по безопасности содержит рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее Руководство по безопасности применяется также при диагностировании резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).

Настоящее Руководство по безопасности распространяется на следующие конструкции и элементы резервуара:

днище, в том числе окрайку и уторный узел;

крышу, в том числе настил и несущие конструкции; понтон, плавающую крышу;

лестницы и площадки обслуживания;

трубопроводы, находящиеся внутри резервуара;

люки, патрубки, в том числе приемо-раздаточные патрубки.

4. Настоящее Руководство по безопасности не распространяется на следующие типы резервуаров:

резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 3,0 кПа и рабочим вакуумом более 0,25 кПа;

резервуары для агрессивных химических продуктов.

5. Организации, осуществляющие эксплуатацию, техническое диагностирование резервуаров и разрабатывающие проектную документацию на их ремонт и реконструкцию или являющиеся заказчиками технического диагностирования, ремонта, реконструкции резервуаров, могут использовать иные способы и методы (в том числе неразрушающего контроля), чем те, которые указаны в настоящем Руководстве по безопасности.

II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

6. В период эксплуатации резервуары в плановом порядке подвергаются частичному и полному техническому диагностированию.

Внеплановое полное техническое диагностирование проводится в случае выявления дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, а также последствий стихийных бедствий (природные явления) и террористических актов.

7. Максимальные сроки проведения повторного технического диагностирования рекомендованы пунктом 9 настоящего Руководства по безопасности. Срок дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара определяется на основании экспертизы промышленной безопасности, выполняемой по результатам технического диагностирования.

В мероприятиях по обеспечению безопасной эксплуатации резервуара может быть предусмотрено снижение уровня взлива или проведение ремонта по восстановлению несущей способности конструкций.

8. Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров составляет:

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации до 20 лет включительно:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится не реже чем один раз после пуска в эксплуатацию или через 10 лет после частичного технического диагностирования;

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации более 20 лет:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования;

для остальных резервуаров при сроке эксплуатации более 20 лет:

9. Технические решения, обеспечивающие длительную безопасную эксплуатацию резервуаров:

наличие антикоррозионной защиты внутренней поверхности с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и (или) припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

обеспечение средствами ЭХЗ защитного потенциала в процессе эксплуатации на резервуаре и технологических трубопроводах;

для обеспечения проведения мониторинга герметичности днища в конструкции резервуара могут применяться следующие технические решения:

в основании резервуара устанавливается система контроля протечек с использованием гибких мембран;

применяется конструкция двойного днища;

применяется конструкция днища, позволяющая осуществлять контроль за его техническим состоянием и герметичностью;

применяются другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

11. Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре-представителе, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение», ГОСТ 28576-90 (ИСО 8681-86) «Нефтепродукты и смазочные материалы. Общая классификация. Обозначение классов», ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

12. Если по результатам полного технического диагностирования резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод этого резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признаются годными к эксплуатации, и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования.

13. При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат полному техническому диагностированию. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы следует учитывать объем работ, выполненный при их частичном техническом диагностировании.

III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

15. Частичное техническое диагностирование резервуара осуществляется с наружной стороны без вывода его из эксплуатации.

17. Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ.

18. При временном выводе резервуара из эксплуатации для проведения полного технического диагностирования выполняются следующие работы:

дренирование подтоварной воды;

депарафинизация трубопроводов системы подслойного пожаротушения (при наличии);

отключение с установкой заглушки газоуравнительной системы (при наличии);

отключение электропривода системы размыва донных отложений (при наличии);

откачка нефти (нефтепродукта) из резервуара;

закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

проверка герметичности задвижек;

отключение электропитания электроприводов задвижек;

вывешивание предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);

установка заглушек на фланцевых соединениях трубопроводов приемо-раздаточных патрубков резервуара и линии аварийного сброса (для резервуаров, обеспечивающих прием аварийного сброса нефти, нефтепродукта);

отключение системы автоматики и телемеханики резервуара (кроме системы пожаротушения);

19. Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащих техническому диагностированию, подвергаются очистке от загрязнений и остатков нефтепродуктов. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяется исходя из применяемого метода технического диагностирования.

В объем работ по зачистке резервуара входят следующие работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию:

предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара;

откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;

пропарка (при необходимости);

удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;

контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;

контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.

20. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим техническому диагностированию, обеспечивается доступ персонала, участвующего в проведении работ по техническому диагностированию.

21. Для обеспечения работы диагностической аппаратуры и осветительных приборов, не имеющих автономных источников питания, предусматривается подключение к сетям электроснабжения.

IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА

22. Техническое диагностирование резервуара (группы резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) производится по индивидуальной программе, разрабатываемой на основе типовых программ частичного или полного технического диагностирования.

Типовая программа частичного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 1 к настоящему Руководству по безопасности.

Типовая программа полного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 2 к настоящему Руководству по безопасности.

Источник

11 Испытания и приемка резервуаров

11.1 Резервуары всех типов перед сдачей их заказчику для выполнения антикоррозионной защиты и монтажа оборудования подвергают гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона дополнительно испытывают на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

11.2 Гидравлическое испытание РВСП и РВСПК проводить до установки уплотняющих затворов. Допускается проводить испытания с установленными уплотняющими затворами для регулировки их положения с учетом фактической геометрии стенки резервуара.

11.3 Виды испытаний в зависимости от типа резервуаров приведены в таблице 35.

Таблица 35 — Виды испытаний резервуаров

11.4 Для проведения испытания резервуара любого типа должна быть разработана программа испытаний, являющаяся составной частью ППР.

Программа испытаний должна включать в себя:

11.5 Испытание проводят наливом воды на проектный уровень наполнения продуктом или до уровня контрольного патрубка, предусмотренного для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды следует осуществлять ступенями с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров и измерений в соответствии с программой испытаний.

11.6 Резервуары для хранения жидкостей с плотностью, превышающей плотность воды, а также находящиеся на объекте, где отсутствует возможность заполнения его водой, допускается испытывать продуктом по согласованию с уполномоченными органами в области промышленной безопасности.

До проведения испытаний корпуса резервуара на прочность и устойчивость все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков и патрубков в стенку и крышу, а также сопряжение стенки с крышей и днищем должны быть проконтролированы на герметичность.

11.7 Испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5°С. При температуре ниже 5°С испытания резервуаров допускаются при условии разработки программы испытаний. предусматривающей мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

11.8 По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки испытание необходимо прекратить, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита:

11.9 Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживают под нагрузкой в течение (если в проекте нет других указаний):

11.10 Стационарную крышу резервуара без понтона испытывают на избыточное давление при заполненном водой резервуаре до отметки на 10% ниже проектной с 30-минутной выдержкой под созданной нагрузкой. Давление создают подачей воды при всех герметично закрытых люках крыши.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление проводят визуальный контроль 100% сварных швов стационарной крыши резервуара.

11.11 Устойчивость корпуса резервуара проверяют созданием относительного разрежения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разрежение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин) стенки и крыши считают выдержавшими испытание на относительное разрежение.

11.12 Избыточное давление принимают на 25%, а относительное разрежение — на 50% больше проектного значения (если в проекте нет других указаний).

11.13 Резервуар считают выдержавшим испытания, если в течение указанного времени (см. 11.9) на поверхности стенки и по краям днища не появляется течи и уровень воды не снижается, а осадка фундамента и основания резервуара стабилизировались.

11.14 После приемочных испытаний приварка к резервуару любых деталей и элементов конструкций не допускается.

На резервуаре допускается проведение работ по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования, предусмотренных проектной документацией.

11.15 После завершения испытаний резервуара на основании проведенного визуально-измерительного контроля параметров его элементов, включая контроль состояния сварных швов (при необходимости физическими методами), должна быть проведена оценка фактического технического состояния металлоконструкций, основания и фундамента резервуара.

11.16 В случае, если отклонения размеров (до 25% всех производимых единичных замеров) смонтированного резервуара после завершения испытаний превышают указанные в 8.3.3 (таблица 25, пункты 3, 4), а также в 8.2.4 (таблица 24, пункты 1, 3) и 8.4.4 (таблица 26, пункты 1, 2), но не более чем на 130%, по согласованию с заказчиком допускается приемка такой конструкции при условии выполнения соответствующих расчетов ее несущей способности. Расчеты должны основываться на применении метода конечных элементов, учитывать фактическую геометрию конструкции и отвечать требованиям настоящего стандарта по прочности (в том числе малоцикловой) и устойчивости. Указанные расчеты должны выполняться специализированной организацией и согласовываться авторами проекта КМ.

Источник

Какие действия необходимо принять при обнаружении дефекта днища резервуара категории е

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 24 декабря 2018 г. N 636 «Об утверждении Руководства по безопасности «Обследование технического состояния изотермических резервуаров сжиженных газов»

В соответствии с пунктом 5 статьи 3 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. N 96, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 ноября 2013 г. N 538, приказываю:

Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Обследование технического состояния изотермических резервуаров сжиженных газов».

УТВЕРЖДЕНО
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636

Руководство
по безопасности «Обследование технического состояния изотермических резервуаров сжиженных газов»

I. Общие положения

2. Руководство содержит рекомендации по комплексу мероприятий, необходимых для проведения работ по обследованию изотермических резервуаров для хранения сжиженных газов, эксплуатируемых на опасных производственных объектах, с целью оценки технического состояния изотермических резервуаров и определения сроков их дальнейшей безопасной эксплуатации.

3. Руководство рекомендуется применять при обследовании технического состояния вертикальных цилиндрических стальных изотермических резервуаров наземного типа для хранения сжиженных углеводородных газов и жидкого аммиака при температуре не ниже минус 105°С и избыточном давлении, не превышающем 0,02 Мпа.

4. Организации, осуществляющие обследование технического состояния изотермических резервуаров, могут применять при техническом диагностировании иные методы неразрушающего контроля в дополнение к рекомендованным в настоящем Руководстве.

5. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также используемые сокращения, приведенные в приложениях N 1 и N 2 к настоящему Руководству.

6. Обследование технического состояния ИР включает:

периодический наружный осмотр ИР и контроль работы его систем с целью визуальной оценки его технического состояния в режиме эксплуатации;

полное техническое диагностирование ИР с применением методов неразрушающего контроля и выводом ИР из эксплуатации;

частичное техническое диагностирование ИР в режиме эксплуатации.

II. Типы, конструктивные решения и основные параметры изотермических резервуаров

7. Изотермические резервуары для хранения сжиженных газов при температуре кипения и давлении, близком к атмосферному, подразделяются на четыре типа:

а) «одинарного сдерживания», имеющий один силовой корпус, рассчитанный на сдерживание гидростатического давления жидкости и избыточного давления газа над жидкостью;

б) «двойного сдерживания», имеющий один силовой корпус и открытую защитную ограждающую стенку (или закрытую навесом от попадания дождя и снега);

в) «полного сдерживания», имеющий два силовых корпуса, концентрически расположенных один в другом, каждый из которых предназначен для сдерживания гидростатического давления жидкости, причем наружный корпус герметичен и рассчитан на сдерживание давления газа; внутренний же корпус может быть как герметичным, то есть иметь собственную герметичную стационарную крышу, так и негерметичным и изготавливаться с паропроницаемой подвесной крышей, крепящейся на подвесках к крыше наружного резервуара;

г) мембранный резервуар, состоящий из внешней железобетонной емкости, твердой тепловой изоляции между внутренней и внешней емкостями, и внутренней емкости, опирающейся на тепловую изоляцию и изготовленной из тонкой, гофрированной в двух взаимно перпендикулярных направлениях стали, допускающей расширение и сжатие при тепловых нагрузках.

В настоящем Руководстве для двустенных и одностенных ИР используется понятие «внутренний резервуар», то есть резервуар, в котором содержится сжиженный газ.

8. В настоящем Руководстве не рассматриваются изотермические резервуары «полного сдерживания» с наружным железобетонным корпусом, а также мембранные изотермические резервуары.

9. Типы изотермических резервуаров сжиженных газов приведены в приложении N 3 к настоящему Руководству.

10. Основные параметры изотермического хранения сжиженных газов приведены в приложении N 4 к настоящему Руководству.

III. Периодический наружный осмотр изотермического резервуара в режиме эксплуатации

11. Периодический наружный осмотр ИР проводится эксплуатирующей организацией без остановки ИР в соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной эксплуатирующей организацией.

Периодический наружный осмотр проводится с целью визуальной оценки технического состояния ИР в режиме эксплуатации, своевременного обнаружения дефектов и повреждений строительных конструкций, теплоизоляции, оборудования резервуаров, а также принятия мер по их устранению.

12. Периодическому наружному осмотр подлежат:

трубопроводы, опоры трубопроводов, фланцевые соединения, запорная и регулирующая арматура, предохранительные устройства;

наружный корпус, теплоизоляция и анкерные крепления;

лестницы, переходные площадки;

железобетонный фундамент, ограждающая железобетонная стенка.

13. Наружный осмотр рекомендуется производить с периодичностью:

14. При периодическом наружном осмотре ИР рекомендуется проверить:

состояние герметичности и деформацию трубопроводов подачи и отбора продукта, подтвержденных результатами визуально-измерительного контроля;

состояние защитного покрытия и тепловой изоляции наружной поверхности трубопроводов;

состояние защитного покрытия и тепловой изоляции наружного корпуса ИР;

состояния опор трубопроводов и металлических конструкций (лестниц, площадок, эстакад), опорных фундаментов (выкрашивание кладки, видимое проседание, наличие трещин, отпотин, мест обмерзания), узлов крепления металлических конструкций;

состояния антикоррозионного покрытия металлических конструкций;

наличие и исправность ограждающих металлических конструкций;

состояния фундамента: выявление мест отпотин и обмерзаний ростверка фундаментной плиты;

состояние узлов анкерных креплений;

состояние установленных для наблюдения за просадкой фундамента деформационных марок или реперов;

наличие просадки грунта;

наличие паров продукта в инертном газе в межстенном пространстве;

исправность средств блокировки предельных уровней заполнения ИР.

Проверка состояния других позиций при периодических наружных осмотрах ИР принимается эксплуатирующей организацией.

15. Результаты периодического наружного осмотра (акты) рекомендуется хранить вместе с эксплуатационной документацией ИР до окончания проведения первого полного технического диагностирования ИР.

16. При наличии дефектов, выявленных при периодических наружных осмотрах ИР, указанных актах наружного осмотра в соответствии с п. 30 Руководства, организации, осуществляющей эксплуатацию ИР, рекомендуется провести оценку технического состояния ИР, по результатам которой принять решение о проведении полного или частичного технического диагностирования ИР.

IV. Полное техническое диагностирование изотермического резервуара

17. Полное техническое диагностирование ИР с применением методов неразрушающего контроля проводится при обследовании ИР с выводом его из эксплуатации. Полное техническое диагностирование проводится экспертными организациями, имеющими лицензию на деятельность по проведению экспертизы промышленной безопасности.

18. ПТД ИР проводится для оценки его фактического состояния с определением остаточного ресурса (срока службы) и указанием условий его дальнейшей безопасной эксплуатации.

19. ПТД ИР рекомендуется проводить в соответствии с программой полного технического диагностирования на каждый ИР, разработанной эксплуатирующей и экспертной организациями согласно рекомендуемому образцу приложения N 5 к Руководству.

20. В программу полного технического диагностирования рекомендуется включать следующие виды работ:

анализ комплекта проектной, технической и эксплуатационной документации и заключения ранее проведенных экспертиз промышленной безопасности;

анализ наличия и концентрации хранимого продукта в межстенном пространстве ИР;

проверка соблюдения норм технологического режима в соответствии с требованиями технологического регламента;

проведение наружного визуального и измерительного контроля ИР в режиме эксплуатации;

проведение тепловизионного обследования ИР в режиме эксплуатации;

проведение обследования фундамента ИР и грунтов основания;

проведение обследования анкерных креплений ИР;

прием подготовленного ИР к внутреннему обследованию от эксплуатирующей организации по акту сдачи;

проведение визуально-измерительного контроля внутреннего резервуара;

определение фактической геометрической формы ИР;

геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища ИР;

проведение технического диагностирования внутренней оболочки ИР методами неразрушающего контроля, а именно: акустико-эмиссионный, ультразвуковой, магнитнопорошковый или капиллярный, вакуумный (пузырьковый), вихретоковый, радиографический, метод магнитной памяти металла;

измерение твердости и исследование свойств металла;

проведение обследования тепловой изоляции ИР, включая днище;

проведение испытания внутреннего резервуара на герметичность, прочность и плотность при наличии дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования ИР методами неразрушающего контроля. Испытание на герметичность, прочность и плотность проводится по специально разработанной программе;

проведение расчетов на прочность и устойчивость ИР и сравнительная оценка значений расчетных параметров с параметрами, установленными в проектной документации.

21. По результатам проведения ПТД ИР проводится оценка фактического технического состояния ИР с определением остаточного ресурса (срока службы) и указанием условий его дальнейшей безопасной эксплуатации.

22. По результатам проведения ПТД ИР составляется акт о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР и оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. N 538.

V. Виды работ при проведении полного технического диагностирования изотермического резервуара

Анализ комплекта проектной, технической и эксплуатационной документации и заключения технических экспертиз

23. Анализ комплекта проектной, технической и эксплуатационной документации и заключения ранее проведенных экспертиз промышленной безопасности проводится в целях изучения условий эксплуатации, конструктивных особенностей устройства стенки, крыши, днища, фундамента, теплоизоляционных конструкций ИР, гидрогеологического режима грунта у основания фундамента, контроля за осадками сооружения, а также рассмотрения внесенных изменений в документацию (при наличии).

25. При рассмотрении проектной, технической и эксплуатационной документации устанавливается полнота и достоверность представленных документов с указанием их объема, а также ссылок на номер, шифр или другую индикацию, необходимую для идентификации документов.

26. Результаты анализа проектной, технической и эксплуатационной документации входят в акт проведения работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Анализ наличия и концентрации хранимого продукта в межстенном пространстве ИР

27. Результаты анализа периодического аналитического контроля наличия паров хранимого продукта в азоте, подаваемом в межстенное пространство ИР, фиксируются в журнале эксплуатирующей организации в соответствии с требованиями технологического регламента.

Проверка соблюдения норм технологического режима

28. Проверка соблюдения норм технологического режима в соответствии с требованиями технологического регламента проводится с целью оценки оптимальности норм ведения процесса установленным регламентированным параметрам, допустимого диапазона изменения параметров, обеспечения постоянного контроля за регламентированными параметрами с помощью систем контроля, управления, противоаварийной защиты.

Для оценки соблюдения норм технологического режима рекомендуется:

проверить описание возможных инцидентов, связанных с отклонениями режима хранения, их причины и способы их предупреждения и устранения;

провести сравнение значения контролируемых параметров по записям в вахтенных журналах (рапортах) и трендами показателей параметров по приборам контроля за выбранный период между ПТД;

проверить работу систем контроля, сигнализации и противоаварийной защиты.

29. Результаты проверки соблюдения норм технологического режима входят в акт о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Наружный визуальный и измерительный контроль изотермического резервуара в эксплуатационном режиме

30. Наружный визуальный и измерительный контроль ИР проводится с целью оценки его технического состояния в режиме эксплуатации до момента остановки и подготовки к осмотру внутреннего резервуара.

Предварительно рекомендуется провести анализ результатов периодических наружных осмотров, проведенных эксплуатирующей организацией без остановки ИР в соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной эксплуатирующей организацией.

31. При наружном визуальном и измерительном контроле рекомендуется проверить:

оборудование ИР, трубопроводы, опоры трубопроводов, фланцевые соединения, запорную и регулирующую арматуру, предохранительные устройства;

наружный корпус, теплоизоляцию и анкерные крепления;

лестницы, переходные площадки;

32. При наружном осмотре оборудования ИР, трубопроводов, опор трубопроводов, фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств рекомендуется выполнить проверку и выявление видимых дефектов и повреждений:

компенсаторов на штуцерах, проходящих через стенку наружного резервуара двустенного ИР;

фундамента и узлов крепления оборудования к фундаменту;

опорных конструкций оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры;

сохранность пломб, клейм и бирок на приборах контроля и автоматики, предохранительных и дыхательных клапанах;

состояние переключающих устройств на предохранительных клапанах;

состояние стальных защитных кожухов (футляров) на участках перехода трубопроводов через ограждающую стенку;

состояние защитного покрытия наружной поверхности технологического оборудования и трубопроводов их опознавательной окраски и целостности тепловой изоляции;

наличие заглушек с «хвостовиками» на съемных участках периодически работающих трубопроводов;

наличие заземления оборудования.

33. При осмотре наружного корпуса, теплоизоляции и анкерных креплений рекомендуется выполнить:

выявление поврежденных мест стенки и крыши;

выявление участков обмерзания наружной поверхности стенки и крыши;

проверку целостности защитного покрытия и тепловой изоляции стенки и крыши одностенных ИР, состояния антикоррозионного покрытия поверхности наружного резервуара двустенного ИР;

проверку защиты днища ИР от попадания под окрайку атмосферных осадков.

34. При наружном осмотре лестниц, площадок и эстакад в пределах ИР рекомендуется выполнять проверку:

состояния опорных фундаментов (выкрашивание кладки, видимое проседание, наличие трещин, отпотин, мест обмерзания и других дефектов) и узлов крепления лестниц, площадок и металлоконструкций эстакад;

состояния антикоррозионного покрытия металлоконструкций;

наличия и исправности ограждающих металлических конструкций.

35. При наружном осмотре железобетонного фундамента ИР рекомендуется выполнить:

проверку геометрических размеров фундаментной плиты;

выявление мест отпотин и обмерзаний ростверка фундамента, участков выщелачивания бетона, дефектов на поверхности фундаментной плиты, сваях или колоннах;

проверку состояния узлов анкерных креплений внутреннего резервуара к фундаментной плите;

проверку состояния ограждающей железобетонной стенки, земляного обвалования и дренажной системы, наличия реперов и деформационных марок для проведения геодезического контроля фундамента.

36. Данные, полученные при визуальном и измерительном контроле, необходимо сравнить с результатами периодических наружных осмотров, проведенных эксплуатирующей организацией.

37. Выявленные дефекты и повреждения при наружном визуальном и измерительном контроле оформляются актом согласно рекомендуемому образцу приложения N 6 к Руководству о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Тепловизионное обследование наружной поверхности изотермического резервуара в эксплуатационном режиме

38. Тепловизионное обследование наружной поверхности ИР в эксплуатационном режиме проводится с целью оценки технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР и соответствия требованиям проектной документации.

При тепловизионном обследовании рекомендуется включать работы по:

тепловому (термографическому) контролю наружной поверхности ИР;

выявлению зон с пониженными теплоизолирующими свойствами.

39. Тепловой контроль наружной поверхности ИР рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 26629-85 «Здания и сооружения. Метод тепловизионного контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций» и Методическими рекомендациями о порядке проведения теплового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах (РД-13-04-2006), утвержденными приказом Ростехнадзора от 13 декабря 2006 г. N 1072.

40. Тепловой контроль рекомендуется проводить в ночное время суток в теплое время года, при отсутствии атмосферных осадков и температуре окружающего воздуха не ниже плюс 10°С, и при заполненном резервуаре хранимым продуктом не менее чем на 30%.

41. Результаты теплового контроля рекомендуется представлять в виде термограммы наружной поверхности ИР.

42. При выявлении участков обмерзания наружной поверхности ИР или фундамента, или участков с нарушенными теплоизоляционными свойствами рекомендуется производить отбор проб теплоизоляционных материалов путем вскрытия ограждающих конструкций для определения физико-механических свойств тепловой изоляции на этих участках.

43. Отбор проб теплоизоляционного материала днища (пеностекла, перлитобетона) рекомендуется проводить при:

недопустимой деформации днища или внутренней стенки, вызванной несоответствием прочностных свойств теплоизоляционного материала требованиям проектной документации;

наличии признаков аварийной утечки хранимого продукта на участках с дефектами бетона фундаментной плиты для выявления возможных деструктивных изменений теплоизоляции.

44. Отбор проб теплоизоляции, схемы привязки мест отбора проб согласовываются с эксплуатирующей организацией.

45. Результаты лабораторных исследований теплоизоляции ИР оформляются актом с описанием фактического состояния теплоизоляции.

46. Результаты тепловизионного обследования ИР в эксплуатационном режиме, включающим полученные термограммы, оформляются актом о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Обследование фундамента изотермического резервуара и грунтов основания

47. Обследование фундамента ИР и грунтов основания проводятся с целью установления причин неравномерности осадки фундамента ИР и определения физико-механических характеристик грунтов основания.

48. При обследовании фундамента ИР рекомендуется провести контроль его наземной части: верхней плиты и верхней части свай или колонн.

При выявлении наибольших дефектов и повреждений наземной части рекомендуется провести контроль подземных частей железобетонных конструкций.

49. Визуальное и инструментальное обследование проводится в местах сопряжения верхней и нижней плиты с колоннами; крепления анкеров с фундаментной плитой; в зоне планировочной отметки переменного температурно-влажного режима, оказывающего влияние на состояние свай и колонн.

50. При визуальном контроле железобетонных конструкций фундамента ИР фиксируется наличие трещин, каверн, отколов, разрушений защитного слоя бетона, мокрых пятен, высолов, конденсата, мест обмерзания и выщелачивания бетона. Все выявленные дефекты и повреждения наносятся на схему с указанием размеров и мест привязки.

51. При инструментальном контроле железобетонных конструкций фундамента ИР рекомендуется определять:

фактическую прочность бетона;

глубину карбонизации защитного слоя бетона;

ширину раскрытия коррозионных и силовых трещин в бетоне;

толщину защитного слоя бетона;

степень поражения стальной арматуры коррозией;

потери рабочего сечения железобетонных элементов.

52. Бетон фундамента ИР для хранения аммиака контролируется на наличие и концентрацию в нем аммиака (в местах выбуривания кернов, в глубоких трещинах).

53. При наличии высолов и следов выщелачивания бетона фундаментной плиты рекомендуется выполнить химический анализ водной вытяжки отобранных образцов поверхностного слоя бетона.

54. При наличии неравномерности осадки фундаментов выше допустимой величины, установленной в проекте, рекомендуется провести отбор образцов грунта основания в откопанных шурфах с определением его физико-механических характеристик, химического анализа водной вытяжки грунта из откопанных шурфов.

55. Результаты обследования грунтов основания и железобетонных конструкций фундамента оформляются актом с приложением схем выявленных дефектов и результатов лабораторных исследований в соответствии с программой ПТД.

Обследования анкерных креплений изотермического резервуара

56. Обследования анкерных креплений ИР проводится с целью установления дефектов и повреждений и последующего выполнения работ по восстановлению антикоррозийной защиты анкеров, теплоизоляции и защитного покрытия в местах расположения анкеров.

57. В перечень работ для установления дефектов и повреждений анкерных креплений ИР рекомендуется включить работы по:

анализу проектной и исполнительной документации;

выполнению тепловизионной (термографической) съемки участков теплоизоляции стенки и днища в местах расположения анкеров в рабочем режиме ИР;

визуальному контролю анкерных креплений на наличие обмерзаний нижнего пояса ИР, коррозии мест крепления упорных пластин (пят) анкеров, разрушения бетона по периметру пят анкеров, подтекания воды (конденсата) между бетоном и гильзами анкеров, подтекания воды (конденсата) в гильзы анкеров путем засверловки отверстий в пятах анкеров в процессе отепления ИР с последующей герметизацией отверстий (на двустенном ИР);

нивелированию окрайки днища внутри изотермического резервуара.

58. При выявлении дефектов в сварных швах или металле рекомендуется их устранение, восстановление антикоррозийной защиты анкеров, теплоизоляции и защитного покрытия в местах расположения анкеров.

59. Результаты обследования анкерных креплений оформляются актом согласно рекомендуемому образцу приложения N 7 к Руководству в соответствии с программой ПТД.

Прием подготовленного изотермического резервуара к внутреннему обследованию

60. Внутреннее обследование ИР осуществляется после проведения подготовительных работ эксплуатирующей организацией по выводу ИР из эксплуатации, его освобождению от хранимого продукта, расхолаживанию, продувки инертным газом с последующей продувкой сжатым воздухом в соответствии с разработанными нормативными документами эксплуатирующей организацией (стандарты, инструкции, положения).

Прием подготовленного к внутреннему обследованию ИР от эксплуатирующей организации производится по акту сдачи подготовленного ИР.

Визуальный и измерительный контроль внутреннего резервуара

61. Проведение визуального и измерительного контроля внутреннего резервуара ИР осуществляется согласно требованиям Инструкции по визуальному и измерительному контролю (РД 03-606-03), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 20 июня 2003 г. N 92, с целью выявления и определения размеров поверхностных дефектов основного металла и металла сварных соединений, включая коррозионные повреждения.

62. Рекомендуется обращать внимание на участки с наиболее вероятным образованием трещин в вертикальных и горизонтальных сварных соединениях нижних поясов стенки и в швах окраек днища, включая сварной шов сопряжения стенки корпуса с днищем (нижний уторный узел), в местах пересечения вертикальных и горизонтальных швов, в швах приварки штуцеров трубопровода и патрубка люка-лаза к стенке внутреннего резервуара.

63. Результаты визуального и измерительного контроля оформляются актом согласно рекомендуемому образцу приложения N 8 о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

64. В акте о проведении работ по визуальному и измерительному контролю рекомендуется указывать используемые технические средства.

Определение фактической геометрической формы изотермического резервуара

65. Проверка геометрической формы ИР проводится с целью определения фактической формы внутреннего резервуара и выявления отклонений от проекта и заключается в замерах отклонений от вертикали образующих стенки резервуара и отклонений от цилиндрической формы (овальности) на уровне первого пояса стенки.

66. Проверку отклонений от вертикали образующих стенки внутреннего резервуара рекомендуется производить не менее чем по восьми осям и не реже, чем через шесть метров по периметру. Замеры рекомендуется проводить на расстоянии 50 мм ниже горизонтального шва и посредине каждого пояса.

Предельно допустимые отклонения от вертикали образующих стенки внутреннего резервуара ИР в зависимости от объема резервуара для листов шириной 1,5 метра приведены в таблице N 1.

Для ИР, изготовленных из листов шириной более 1,5 метра, предельные отклонения могут быть получены интерполяцией данных таблицы N 1.

67. Указанные предельные отклонения образующих стенки внутреннего резервуара от вертикали должны удовлетворять 75% проведенных замеров. Для остальных 25% замеров допускаются предельные отклонения на 30% больше.

68. Для верхнего пояса для 20% замеренных образующих допускаются отклонения плюс (минус) 120 мм.

69. Проверку отклонения от цилиндрической формы внутреннего резервуара рекомендуется определять на высоте 300 мм от днища по четырем осям через 45°, то есть по восьми равноотстоящим точкам. При этом разность между длинами двух взаимно перпендикулярных диаметров не должна превышать 0,002 проектного диаметра ИР.

70. Результаты замеров отклонений от вертикали образующих стенки, а также отклонений от цилиндрической формы внутреннего резервуара оформляются актом согласно рекомендуемому образцу приложения N 9 к Руководству о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища изотермического резервуара

71. Геодезические измерения осадки фундамента и горизонтальности днища ИР проводятся с целью установления их фактических значений, а также неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища в процессе эксплуатации ИР.

72. Измерение неравномерности осадки фундамента рекомендуется выполнять нивелированием по точности результатов измерения II класса в абсолютных отметках. Замеры рекомендуется выполнять от опорных глубинных реперов.

73. При выполнении нивелирования фундаментной плиты точки измерения (марки) устанавливаются через каждые 6 метров по ее окружности и не менее двух точек в центре.

74. Горизонтальность днища наружной емкости ИР (по наружным окрайкам днища или по верху первого пояса) рекомендуется проверять нивелированием не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м. Отсчет рекомендуется вести от глубинного репера.

75. Допустимыми отклонениями от горизонтальности днища наружного резервуара для незаполненного ИР считаются отклонения не более плюс (минус) 20 мм для двух соседних точек, удаленных друг от друга на 6 м, не более плюс (минус) 50 мм для диаметрально противоположных точек.

При заполненном ИР отклонения считаются допустимыми не более плюс (минус) 40 мм для двух соседних точек и не более плюс (минус) 80 мм для диаметрально противоположных точек.

76. Горизонтальность днища внутренней емкости ИР рекомендуется проверять нивелированием не менее чем по восьми осям. Замеры рекомендуется проводить не реже чем через каждые 6 м внутри ИР:

по периметру сварного шва узла сопряжения стенки с днищем;

77. Отметку центра днища рекомендуется принимать за нулевую, а разность отметок по контурам, отсчитываемая относительно отметки центра днища, рекомендуется принимать не более:

78. Неровности днища ИР (хлопуны и вмятины) рекомендуется определять с помощью нивелира. Предельно допустимыми высотами хлопунов на днище рекомендовано считать 50 мм при площади хлопуна 2 и 150 мм при площади хлопуна 5 и более. При площади хлопуна в интервале от 2 до 5 предельно допустимая высота хлопуна рассчитывается по этим граничным значениям пропорционально корню квадратному из площади хлопуна.

79. Все выявленные хлопуны наносятся на карту раскроя днища с координатами их привязки. Участки днища с высотой хлопунов, превышающей допустимые величины, а также места, где обнаружены резкие переломы поверхности листов, отмечаются краской. Рекомендуется принять решение по их исправлению.

80. Неравномерность осадки ИР определяется сравнением результатов замеров предыдущего и настоящего нивелирования верхней фундаментной плиты и днища ИР. Неравномерность осадки не должна превышать величины, указанной в проекте на диагностируемый ИР.

81. При наличии превышения допустимых величин разности отметок по результатам нивелирования проверяются зазоры между упорными и закладными пластинами на четырех взаимно противоположных анкерах ИР.

82. Для проверки зазоров между пластинами выбираются анкеры на участках с максимальными отклонениями по результатам нивелирования.

При образовании зазора между упорной и закладной пластиной анкера рекомендуется его устранение (установка подкладных пластин на величину зазора с их обваркой по периметру).

83. Результаты нивелирования днища и фундамента ИР оформляются актом геодезических измерений согласно рекомендуемому образцу приложения N 10 к Руководству в соответствии с программой ПТД ИР.

Проведение технического диагностирования внутренней оболочки ИР методами неразрушающего контроля

84. Техническое диагностирование внутренней оболочки ИР методами неразрушающего контроля проводится с целью выявления дефектов основного металла и металла сварных соединений внутренней оболочки ИР.

85. Рекомендуемыми основными методами неразрушающего контроля являются акустико-эмиссионный, магнитопорошковый или капиллярный контроль, ультразвуковой контроль сварных соединений и ультразвуковая толщинометрия, которые позволяют обнаружить поверхностные, подповерхностные и внутренние дефекты сварных соединений, сварных швов и околошовной зоны основного металла.

86. Дополнительные методы неразрушающего контроля вакуумный (пузырьковый), вихретоковый; радиографический, метод магнитной памяти металла, метод контроля проникающими жидкостями (проникающий контроль) применяются для подтверждения обнаруженных дефектов основного металла и металла сварных соединений.

87. Акустико-эмиссионный метод неразрушающего контроля проводится в соответствии с требованиями Правил организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов (ПБ 03-593-03), утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 9 июня 2003 г. N 77.

В программу работ по АЭ контролю рекомендуется включать организационно-технические мероприятия, проводимые эксплуатирующей организацией и исполнителем работ по АЭ контролю, по подготовке к проведению и проведение АЭ контроля.

88. Магнитопорошковый метод контроля проводится в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 56512-2015 «Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы» и Методическими рекомендациями о порядке проведения магнитопорошкового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах (РД-13-05-2006), утвержденными приказом Ростехнадзора от 13 декабря 2006 г. N 1072. Магнитопорошковый метод позволяет обнаруживать поверхностные и подповерхностные дефекты сварных соединений.

Необходимым условием применения магнитопорошкового метода контроля для выявления дефектов является наличие доступа к объекту контроля для намагничивания, обработки индикаторными материалами, осмотра и оценки результатов контроля.

89. Капиллярный контроль (ПВК) проводится в соответствии с Методическими рекомендациями о порядке проведения капиллярного контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах (РД-13-05-2006), утвержденными приказом Ростехнадзора от 13 декабря 2006 г. N 1072.

Капиллярный контроль позволяет выявлять поверхностные несплошности: трещины, поры, шлаковые включения, раковины, межкристаллитную коррозию, коррозионное растрескивание и других несплошности, а также места их расположения, протяженности и характер распространения.

90. Метод ультразвукового контроля проводится в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55724-2013 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».

Метод ультразвукового контроля используется для выявления внутренних дефектов сварных соединений.

91. Ультразвуковую толщинометрию толщины элементов ИР рекомендуется выполнять с помощью ультразвуковых толщиномеров с погрешностью не более 0,1 мм, отвечающих требованиям национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55614-2013 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования», или толщиномеров, основанных на других физических принципах, но не уступающих по разрешающей способности.

Объем работ по измерениям толщин элементов ИР рекомендуется устанавливать на основании визуального контроля внутренней поверхности резервуара и в зависимости от срока его эксплуатации.

92. Вакуумный (пузырьковый) метод контроля выполняется в соответствии с ГОСТ 3242 «Соединения сварные. Методы контроля качества».

93. Вихретоковый метод выполняется в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55611-2013 «Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения» и Методическими рекомендациями о порядке проведения вихретокового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах (РД-13-05-2006), утвержденными приказом Ростехнадзора от 13 декабря 2006 г. N 1072.

94. Радиографический метод проводится в соответствии с ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод».

Радиографический контроль применяют для выявления дефектов в сварных соединениях.

Применение радиографического метода при проведении неразрушающего контроля основного металла и металла сварных соединений внутреннего резервуара ограничено необходимостью доступа к поверхности контролируемого элемента с двух сторон, как для днища ИР, так и для ИР с засыпной теплоизоляцией стенки.

95. Контроль методом магнитной памяти металла проводится в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р ИСО 24497-3-2009. «Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла».

Метод магнитной памяти металла служит для экспресс-определения зон концентрации механических напряжений для предварительного контроля опасных зон в сварных соединениях.

96. Метод контроля проникающими жидкостями (проникающий контроль) проводится в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р ИСО 3452-1-2011 «Контроль неразрушающий. Проникающий контроль. Часть 1. Основные требования».

Метод контроля проникающими жидкостями используется для обнаружения дефектов, проявляющихся в виде нарушения сплошности материалов.

97. В таблице N 1 приложения N 11 к Руководству приведен перечень рекомендуемых методов неразрушающего контроля при ПТД ИР.

Решение о необходимости использования того или иного метода НК сварных соединений и основного металла внутренней оболочки ИР принимается организацией, проводящей ПТД в соответствии с конструкцией резервуара, результатами анализа технической документации, результатами функциональной диагностики и визуально-измерительного контроля.

98. Рекомендуемый минимальный объем неразрушающего контроля сварных соединений при ПТД ИР без применения АЭ контроля и с применением АЭ контроля приведен в таблице N 2 приложения N 11 к Руководству.

99. Решение о применении метода неразрушающего контроля сварных соединений и основного металла внутренней оболочки ИР принимается организацией, проводящей ПТД, в соответствии с проектной документацией.

100. Выявленные дефекты, превышающие допустимые размеры, наносятся на схему сварных соединений внутреннего резервуара.

101. Результаты, полученные при проведении технического диагностирования внутренней оболочки ИР методами неразрушающего контроля, оформляются актом (актами) согласно рекомендуемым образцам приложений NN 12-14 о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Измерение твердости и исследование свойств металла

102. Измерение твердости металла и сварных соединений дюрометрическим методом проводят с целью оценки их прочностных характеристик и выявления изменений участков аномальной твердости, возникших при длительной эксплуатации ИР.

103. При обнаружении трещин в сварных соединениях или в околошовных зонах сварных соединений для определения степени охрупчивания (повреждения) металла различных зон сварного соединения и установления причин трещинообразования в лабораторных условиях проводят электронно-фрактографические исследования (исследование излома материала под электронным микроскопом).

104. Полученные результаты исследования свойств металла внутреннего резервуара оформляют актом (актами), о проведении работ в соответствии с программой ПТД ИР.

Обследование тепловой изоляции изотермического резервуара

105. Обследования тепловой изоляции ИР проводится с целью выявления нарушения теплоизоляционных свойств, связанных с превышением величины холодопотерь, установленной в проекте, и наличием участков обмерзания наружной поверхности стенки, крыши или фундаментной плиты.

106. Оценка технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР устанавливается при тепловизионном обследовании наружной поверхности стенки, крыши и днища ИР в соответствии с пунктами 39-47 Руководства.

107. При выявлении участков с нарушенными теплоизоляционными свойствами рекомендуется проводить работы по отбору проб теплоизоляционных материалов путем вскрытия ограждающих конструкций на этих участках (в различных точках по высоте стенки или в различных точках крыши)

108. В двустенных ИР с засыпкой межстенного пространства перлитовым наполнителем рекомендуется определять влажность перлита, среднюю насыпную плотность, зерновой состав и степень уплотнения.

109. В одностенных ИР с пенополиуретановой тепловой изоляцией стенки и крыши рекомендуется определять влажность, среднюю плотность, водопоглощение и наличие признаков старения теплоизоляционного материала, а также техническое состояние защитного покрытия.

110. Отбор проб теплоизоляционного материала днища (пеностекла, перлитобетона) рекомендуется проводить при:

недопустимой деформации днища или внутренней стенки, вызванной несоответствием прочностных свойств теплоизоляционного материала требованиям проекта;

при наличии признаков аварийной утечки хранимого продукта на участках с дефектами бетона фундаментной плиты для выявления возможных деструктивных изменений теплоизоляции.

111. Отбор проб теплоизоляции, схемы привязки мест отбора проб согласовываются с эксплуатирующей организацией.

112. Результаты обследования теплоизоляции ИР оформляются актом по результатам лабораторных исследований, описанием фактического состояния теплоизоляции днища при его вскрытии в соответствии с программой ПТД ИР.

Испытание внутреннего резервуара на герметичность, прочность и плотность

113. Испытание внутреннего резервуара на герметичность, прочность и плотность при отсутствии дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования ИР методами неразрушающего контроля и положительных результатах неразрушающего контроля состояния металла внутреннего резервуара, не проводятся.

114. Испытание на герметичность, прочность и плотность проводится по специально разработанной программе.

115. Испытание на герметичность проводится подачей инертного газа (азота) во внутренний резервуар с параметрами, установленными в проектной документации с одновременным обеспечением контроля акустико-эмиссионным методом.

117. Подъем давления в ИР должен осуществляться со скоростью, не превышающей указанных величин:

118. При отсутствии видимого падения давления и положительных результатах осмотра испытание ИР на прочность и плотность прекращают, сбрасывают давление до со скоростью не более 0,001 Мпа в час, производят осмотр и сбрасывают давление до атмосферного со скоростью не более 0,002 МПа в час.

119. При достижении в ИР давления, равного атмосферному, производят сброс воды до уровня 1-2 м со скоростью не более 100 или понижением уровня на 2-3 мм/мин.

121. Испытательное давление выдерживают в течение 30 мин, при этом производят осмотр анкерных креплений, после чего давление сбрасывают и производят осмотр всего ИР в течение 48 часов.

122. При положительном результате осмотра и отсутствии видимого падения давления по U-образному манометру производят сброс давления до атмосферного со скоростью не более 0,001-0,002 МПа в час, открывают верхний люк ИР и производят полный слив воды. Снижение уровня воды ведется со скоростью не более 2-3 мм/мин.

123. После полного слива воды демонтируют временные трубопроводы, ИР продувают воздухом до содержания кислорода не менее 20% объемных, вскрывают нижний люк-лаз, удаляют остатки воды с днища и производят визуальный контроль конструкций и сварных швов днища, вертикальных швов нижнего пояса стенки внутренней оболочки ИР в объеме 100% с применением лупы 7-кратного увеличения и при необходимости других методов контроля.

124. ИР считается выдержавшим испытание, если:

в процессе испытания на поверхности стенки или по периметру днища не обнаружено течи, и уровень воды не снизился ниже проектной величины в течение 48 часов;

не выявлено признаков деформации конструкций;

не обнаружено пропуска воздуха в сварных швах люков-лазов;

отсутствуют дефекты в фундаменте и теплоизоляционном слое днища ИР;

осадка фундамента ИР не превышает величины, установленной проектом.

125. При получении отрицательных результатов испытание прекращается на любом этапе в процессе налива воды и подъема давления, сбрасывается давление, устраняются дефекты и испытание повторяется.

Проведение расчетов на прочность и устойчивость изотермического резервуара

127. Расчеты на прочность и устойчивость ИР проводятся с целью сравнительной оценки значений расчетных параметров с параметрами, установленными в проектной документации.

128. Необходимость проведения расчетов на прочность и устойчивость определяется при анализе результатов, полученных при полном техническом диагностировании ИР, и их статистической обработке.

129. Расчеты на прочность и устойчивость рекомендуется выполнять с учетом положений ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия», Свода правил СП 16.13330.2017 «Стальные конструкции. Актуализированная редакция СНиП II-23-81*», утвержденного приказом Минстроя России от 27 февраля 2017 г. N 126/пр, Свода правил СП 20.13330.2016 «Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85*», утвержденного приказом Минстроя России от 3 декабря 2016 г. N 891/пр, Свода правил СП 14.13330.2018 «Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП II-7-81*», утвержденного приказом Минстроя России от 24 мая 2018 г. N 309-пр.

Для основных сочетаний нагрузок выполняются расчеты на прочность и устойчивость в условиях нормальной эксплуатации и гидравлических испытаний.

Для особых сочетаний нагрузок выполняются расчеты на прочность и устойчивость в условиях землетрясения;

При необходимости выполняются расчеты на малоцикловую усталость.

130. Коэффициенты надежности по ответственности сооружения, нагрузкам, условиям работы должны приниматься в соответствии с положениями ГОСТ 27751-2014 «Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения», СП 16.13330.2017, СП 20.13330.2016, СП 14.13330.2018.

131. При расчете внутренней стенки ИР на устойчивость учитывают следующие нагрузки на внутреннюю стенку: внешнее давление перлита, сила трения перлита о стенку, вес внутренней крыши, весовые нагрузки, передающиеся с верхней части стенки, аварийный вакуум в резервуаре, избыточное давление в межстенном пространстве.

132. При необходимости, устанавливаемой экспертной организацией, производят расчет на устойчивость внешней стенки двустенного ИР. При этом учитывают следующие нагрузки на внешнюю стенку: вес наружной крыши, вес подвесной крыши (при ее наличии), снеговую нагрузку, ветровую нагрузку, вес дополнительного оборудования, весовые нагрузки, передающиеся с верхней части стенки, аварийный вакуум в межстенном пространстве.

133. При неудовлетворительных результатах расчета на прочность и/или устойчивость внутренней оболочки ИР экспертной организацией совместно с эксплуатирующей организацией принимается решение о возможности дальнейшей эксплуатации, необходимости ремонта и его объеме.

134. Расчет напряженно-деформированного состояния конструкций ИР допускается осуществлять проведением компьютерного моделирования с использованием сертифицированных программных комплексов, реализующих численные методы (в том числе метод конечных элементов, методы расчета оболочечных конструкций).

VI. Оценка фактического технического состояния изотермического резервуара

135. Оценка фактического технического состояния ИР проводится с целью определения его остаточного ресурса (срока службы) и определения условий дальнейшей безопасной эксплуатации ИР.

136. Техническое состояние ИР определяется на основании анализа результатов ПТД, поверочных расчетов на прочность и устойчивость и расчетной оценки остаточного ресурса.

137. По результатам проведения ПТД ИР составляется акт о техническом состоянии и возможности дальнейшей эксплуатации ИР.

138. Техническое состояние и возможность дальнейшей эксплуатации ИР рекомендуется устанавливать на основании анализов и расчетов при наличии выявленных в процессе ПТД следующих дефектов, а именно:

крен фундамента более 1/200 диаметра резервуара либо величины, предусмотренной проектом;

отличие прочностных характеристик металла (временного сопротивления или условного предела текучести) от нормативных значений более чем на 5% в меньшую сторону;

содержание продукта в межстенном пространстве выше значения, установленного проектом;

отношение предела текучести к временному сопротивлению свыше 0,75 для легированных сталей и свыше 0,65 для углеродистых;

относительное удлинение для легированных сталей менее 17%;

максимальный относительный прогиб для вмятин и выпучин размером более 200 мм превышает 5%.

139. При наличии выявленных в процессе ПТД следующих дефектов, вызывающих сомнение в прочности конструкции ИР, рекомендуется рассмотреть вопрос совместно с эксплуатирующей организацией о выводе ИР из эксплуатации или о проведении ремонтно-восстановительных работ:

трещины всех видов в металле сварного шва, околошовных зонах, основном металле;

разрушение (обрыв) более трех анкерных креплений, расположенных подряд;

VII. Оценка остаточного ресурса

140. Оценку остаточного ресурса ИР производят на основании результатов ПТД.

141. Оценка остаточного ресурса определяется типом основного повреждающего фактора, действующего на ИР в процессе эксплуатации и установленного по результатам ПТД и анализа условий предшествующей эксплуатации.

142. Оценку остаточного ресурса ИР по развитию коррозионных повреждений осуществляют только при наличии поверхностной коррозии внутренней оболочки, без наличия коррозионного растрескивания и локальной коррозии, недопустимых при его эксплуатации.

143. Расчет остаточного ресурса при коррозионном разрушении (в том числе с учетом замеров толщины элементов конструкций, выполненных в предыдущие периоды) определяется с учетом положений Методических указаний по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 6 сентября 2001 г. N 39.

144. Для ИР, эксплуатирующихся в условиях малоциклового нагружения, основным повреждающим фактором является малоцикловая усталость металла. В этом случае рекомендуется оценку остаточного ресурса определять в соответствии с положениями ГОСТ 25859-83 «Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках».

145. Для ИР, эксплуатирующихся при воздействии других основных повреждающих факторов, схема расчета ресурса определяется специалистами, выполняющими ПТД.

VIII. Частичное техническое диагностирование изотермического резервуара

146. Частичное техническое диагностирование изотермического резервуара проводится в эксплуатационном режиме с целью оценки дефектов и повреждений строительных конструкций, теплоизоляции, своевременно выявленных при периодических наружных осмотрах ИР.

147. При частичном техническом диагностировании ИР рекомендуется включать следующие виды работ:

анализ результатов проведения периодических наружных осмотров ИР в режиме эксплуатации;

наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме;

тепловизионный контроль ИР в эксплуатационном режиме;

проверка допустимого содержания хранимого продукта в межстенном пространстве ИР;

определение фактической геометрической формы наружного резервуара двустенного ИР;

геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности наружного контура днища наружного резервуара ИР;

акустико-эмиссионный контроль (при возможности его проведения);

обследование тепловой изоляции ИР;

контроль фундамента ИР и при необходимости грунтов основания;

контроль анкерных креплений ИР.

148. По результатам частичного технического диагностирования ИР рекомендуется провести работы по мониторингу выявленных видимых дефектов и повреждений. При невозможности их устранений в эксплуатационном режиме организацией, проводящей частичное техническое диагностирование ИР, совместно с эксплуатирующей организацией принимается решение по выводу из эксплуатации ИР и проведению его полного технического диагностирования.

IX. Техническое диагностирование изотермического резервуара, оснащенного системой постоянного акустико-эмиссионного мониторинга

VII. Анализ риска

150. Необходимость оценки риска аварии по результатам технического диагностирования ИР определяется эксплуатирующей организацией.

151. Частоту (вероятность) возникновения возможной аварии рекомендуется принимать согласно Руководству по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016 г. N 144, или на основе накопленного опыта эксплуатации аналогичных объектов (ИР).

152. Результаты обследования технического состояния изотермических резервуаров сжиженных газов рекомендуется учитывать при формировании и/или актуализации исходных данных для проведения анализа риска аварий на опасном производственном объекте, в состав которого входит обследуемый изотермический резервуар сжиженных газов.

Приложение N 1
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636

Перечень сокращений

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636

Термины и определения

В настоящем Руководстве по безопасности используются следующие термины и определения.

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636

Типы изотермических резервуаров сжиженных газов

Приложение N 4
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(справочное)

Основные параметры изотермического хранения сжиженных газов

Приложение N 5
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Программа полного технического диагностирования ИР

Виды работ при проведении ПТД:

анализ комплекта проектной, технической и эксплуатационной документации и заключения ранее проведенных экспертиз промышленной безопасности;

проверка соблюдения норм технологического режима в соответствии с требованиями технологического регламента;

проведение наружного визуального и измерительного контроля ИР в режиме эксплуатации;

проведение тепловизионного обследования ИР в режиме эксплуатации;

проведение обследования фундамента ИР и грунтов основания;

проведение обследования анкерных креплений ИР;

прием подготовленного ИР к внутреннему обследованию от эксплуатирующей организации по акту сдачи;

проведение визуально-измерительного контроля внутреннего резервуара;

геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища ИР;

определение фактической геометрической формы ИР;

проведение технического диагностирования внутренней оболочки ИР методами неразрушающего контроля, а именно: акустико-эмиссионный, ультразвуковой, магнитнопорошковый или капиллярный, вакуумный (пузырьковый), вихретоковый; радиографический, метод магнитной памяти металла;

измерение твердости и исследование свойств металла;

проведение обследования тепловой изоляции ИР, включая днище;

проведение испытания внутреннего резервуара на герметичность, прочность и плотность при наличии дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования ИР методами неразрушающего контроля. Испытание на герметичность, прочность и плотность проводится по специально разработанной программе;

проведение расчетов на прочность и устойчивость ИР и сравнительная оценка значений расчетных параметров с параметрами, установленными в проектной документации.

Приложение N 6
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
наружного и визуального контроля ИР в эксплуатационном режиме

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость ИР в :

Максимальная высота налива продукта по проекту и фактическая:

Температура хранения продукта:

Максимальное рабочее давление:

Год ввода в эксплуатацию:

Состояние ИР и обнаруженные дефекты

Приложение. Схема расположения дефектов.

Приложение N 7
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
обследования анкерных креплений

Дата проведения обследования:

Место расположения объекта:

Год ввода объекта в эксплуатацию:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в

Часть ИР, укрепленная анкерами (внутренний или внешний резервуар):

Диаметр этой части ИР:

Количество анкерных креплений:

Тип и конструктивные особенности анкерных креплений:

Материал анкерных креплений:

Сечение анкеров по проекту и фактическое:

Приложение. Схема расположения анкеров.

Приложение N 8
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
визуального и измерительного контроля внутренней оболочки ИР

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость ИР в :

Максимальная высота налива продукта по проекту и фактическая:

Температура хранения продукта:

Максимальное рабочее давление:

Год ввода в эксплуатацию:

Наименование, тип и характеристики используемой аппаратуры и приспособлений

Состояние внутренней оболочки ИР и обнаруженные дефекты

Приложение. Схема расположения дефектов внутренней оболочки ИР.

Приложение N 9
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
контроля геометрической формы ИР

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в

Диаметр и высота ИР

Год ввода в эксплуатацию:

Приложение N 10
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
геодезических измерений неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища изотермического резервуара

Дата проведения измерений:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в

Диаметр и высота ИР

Год ввода в эксплуатацию:

Тип нивелира ________________________________________

Контроль горизонтальности днища

Приложение. Схема нивелирной съемки днища.

Контроль неравномерности осадки фундамента ИР

Приложение. Схема нивелирной съемки фундамента.

Результаты измерений хлопунов

Приложение N 11
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(справочное)

Методы неразрушающего контроля при полном техническом диагностировании ИР

Рекомендуемый минимальный объем неразрушающего контроля сварных соединений при полном ТД ИР:
без применения АЭ контроля, с применением АЭ контроля при гидропневмо- и пневмонагружении

Приложение N 12
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
ультразвукового контроля сварных соединений

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в :

Максимальное рабочее давление:

Год ввода в эксплуатацию:

Вид сварки _______________________________________________________

Вид сварных соединений ____________________________________________

Объем контроля __________________________________________________

Состав используемой аппаратуры ____________________________________

Рабочая частота преобразователя ___________________________________

Угол ввода _______________________________________________________

Предельная чувствительность _______________________________________

Регламентирующие документы _______________________________________

Приложение. Схема расположения объектов контроля.

Приложение N 13
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
магнитопорошкового (капиллярного) контроля сварных соединений

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в

Температура хранения продукта:

Максимальное рабочее давление:

Год ввода в эксплуатацию:

Техническая документация на контролируемый материал ___________________

Используемые материалы ____________________________________________

Условия контроля ___________________________________________________

Объем контроля ____________________________________________________

Приложение. Схема расположения сварных швов, контролируемых методом проникающих веществ (капиллярным).

Приложение N 14
к Руководству по безопасности
«Техническое диагностирование
изотермических резервуаров
сжиженных газов», утвержденному
приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 24 декабря 2018 г. N 636
(рекомендуемый образец)

Акт
ультразвуковой толщинометрии

Дата проведения контроля:

Место расположения объекта:

Назначение объекта, хранимый продукт:

Вместимость хранимого продукта в тоннах или емкость в

Температура хранения продукта:

Максимальное рабочее давление:

Год ввода в эксплуатацию:

Схема расположения точек измерения толщины стенок

Развертка стенки внутренней оболочки ИР позиция ____

Обзор документа

Руководство по безопасности «Обследование технического состояния изотермических резервуаров сжиженных газов» содержит:

— типы, конструктивные решения и основные параметры резервуаров;

— правила их периодического наружного осмотра в режиме эксплуатации;

— процедуру технического диагностирования резервуаров;

— порядок оценки их фактического технического состояния.

Руководство применяется при обследовании технического состояния вертикальных цилиндрических стальных изотермических резервуаров наземного типа для хранения сжиженных углеводородных газов и жидкого аммиака при температуре не ниже минус 105°С и избыточном давлении, не превышающем 0,02 МПа.

Источник